Un apuntalante es un material sólido, típicamente arena, arena tratada o materiales cerámicos artificiales, diseñado para mantener abierta una fractura hidráulica inducida , durante o después de un tratamiento de fracturación, más comúnmente para yacimientos no convencionales . Se agrega a un fluido de fracturación hidráulica que puede variar en composición dependiendo del tipo de fracturación utilizado, y puede ser a base de gel , espuma o agua resbaladiza. Además, puede haber fluidos de fracturación hidráulica no convencionales. Los fluidos hacen concesiones en propiedades de materiales tales como viscosidad , donde los fluidos más viscosos pueden transportar apuntalante más concentrado; las demandas de energía o presión para mantener una cierta tasa de bombeo de flujo ( velocidad de flujo ) que conducirá el apuntalante de manera apropiada; pH , varios factores reológicos , entre otros. Además, los fluidos pueden utilizarse en la estimulación de pozos de bajo volumen de arenisca de alta permeabilidad (20 a 80 mil galones estadounidenses (76 a 303 kl) por pozo) hasta operaciones de gran volumen como gas de esquisto y gas de esquisto compacto que utilizan millones de galones de agua por pozo.
La opinión convencional a menudo ha vacilado sobre la superioridad relativa de los fluidos de gel, espuma y agua resbaladiza entre sí, lo que a su vez está relacionado con la elección del agente de soporte. Por ejemplo, Zuber, Kuskraa y Sawyer (1988) descubrieron que los fluidos a base de gel parecían lograr los mejores resultados para las operaciones de metano en capas de carbón , [1] pero a partir de 2012, los tratamientos con agua resbaladiza son más populares.
Aparte del agente de sostén, los fluidos de fracturación de agua resbaladiza son principalmente agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden contener polímeros y surfactantes que comprenden hasta 7% en volumen, sin tener en cuenta otros aditivos. Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede grabar ciertas rocas , disolviendo la piedra caliza , por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , biocidas , desemulsionantes, emulsionantes , 2-butoxietanol e isótopos trazadores radiactivos .
Los apuntaladores tienen mayor permeabilidad que los apuntaladores de malla pequeña a tensiones de cierre bajas, pero fallarán mecánicamente (es decir, se aplastarán) y producirán partículas muy finas ("finos") a tensiones de cierre altas, de modo que los apuntaladores de malla más pequeña superan a los de malla grande en permeabilidad después de una cierta tensión umbral. [2]
Aunque la arena es un material de soporte común, la arena sin tratar es propensa a generar una cantidad significativa de finos; la generación de finos a menudo se mide en porcentaje en peso de la carga inicial. Un fabricante ha afirmado que la producción de finos de arena sin tratar es del 23,9% en comparación con el 8,2% para la cerámica ligera y el 0,5% para su producto. [3] Una forma de mantener un tamaño de malla ideal (es decir, la permeabilidad) y al mismo tiempo tener la resistencia suficiente es elegir materiales de soporte de suficiente resistencia; la arena puede estar recubierta de resina, para formar arena recubierta de resina curable o arenas recubiertas de resina precuradas. En ciertas situaciones, se puede elegir un material de soporte completamente diferente; las alternativas populares incluyen cerámica y bauxita sinterizada .
El aumento de la resistencia suele tener como coste una mayor densidad, que a su vez exige mayores caudales, viscosidades o presiones durante la fracturación, lo que se traduce en mayores costes de fracturación, tanto desde el punto de vista medioambiental como económico. [4] Por el contrario, los apuntalantes ligeros están diseñados para romper la tendencia de resistencia-densidad, o incluso permitir una mayor permeabilidad a los gases. La geometría del apuntalante también es importante; ciertas formas o figuras amplifican la tensión sobre las partículas de apuntalante, lo que las hace especialmente vulnerables al aplastamiento (una discontinuidad pronunciada puede permitir clásicamente tensiones infinitas en materiales elásticos lineales). [5]
El tamaño de la malla del apuntalante también afecta la longitud de la fractura: los apuntalantes pueden quedar "excluidos" si el ancho de la fractura disminuye a menos del doble del tamaño del diámetro del apuntalante. [2] A medida que los apuntalantes se depositan en una fractura, pueden resistir un mayor flujo de fluido o el flujo de otros apuntalantes, inhibiendo un mayor crecimiento de la fractura. Además, las tensiones de cierre (una vez que se libera la presión del fluido externo) pueden hacer que los apuntalantes se reorganicen o "expulsen" a los apuntalantes, incluso si no se generan finos, lo que da como resultado un ancho efectivo más pequeño de la fractura y una menor permeabilidad. Algunas empresas intentan provocar una unión débil en reposo entre las partículas de apuntalante para evitar dicha reorganización. El modelado de la dinámica de fluidos y la reología del fluido de fracturación y sus apuntalantes transportados es un tema de investigación activa por parte de la industria.
Si bien la elección de un buen agente de sostén tiene un impacto positivo en la tasa de producción y la recuperación final general de un pozo, los agentes de sostén comerciales también están limitados por el costo. Los costos de transporte desde el proveedor hasta el sitio constituyen un componente significativo del costo de los agentes de sostén.
Aparte del agente de soporte, los fluidos de fracturación de agua resbaladiza son principalmente agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden tener polímeros y surfactantes que comprenden hasta 7% en volumen, ignorando otros aditivos. [6] Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede grabar ciertas rocas , disolviendo piedra caliza , por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , [7] biocidas , rompedores de emulsiones, emulsionantes y 2-butoxietanol .
Los isótopos trazadores radiactivos a veces se incluyen en el fluido de hidrofracturación para determinar el perfil de inyección y la ubicación de las fracturas creadas por la fracturación hidráulica. [8] Las patentes describen en detalle cómo se utilizan normalmente varios trazadores en el mismo pozo. Los pozos se fracturan hidráulicamente en diferentes etapas. [9] Se utilizan trazadores con diferentes vidas medias para cada etapa. [9] [10] Sus vidas medias varían de 40,2 horas ( lantano-140 ) a 5,27 años ( cobalto-60 ). [11] Las cantidades por inyección de radionúclido se enumeran en las directrices de la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de EE. UU. [12] Las directrices de la NRC también enumeran una amplia gama de materiales radiactivos en formas sólidas, líquidas y gaseosas que se utilizan como trazadores de aplicaciones de estudio de recuperación mejorada de petróleo y gas o de inundación de campo utilizados en pozos individuales y múltiples. [12]
En los EE.UU., con excepción de los fluidos de fracturación aditivos basados en diésel, que según la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos tienen una mayor proporción de compuestos orgánicos volátiles y BTEX cancerígenos , el uso de fluidos de fracturación en operaciones de fracturación hidráulica fue excluido explícitamente de la regulación en virtud de la Ley de Agua Limpia de Estados Unidos en 2005, una medida legislativa que desde entonces ha generado controversia por ser producto del cabildeo de intereses especiales. [ cita requerida ]
etiquetado Arena de fracturación...Sc-46, Br-82, Ag-110m, Sb-124, Ir-192
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